Neste trabalho foram analisadas plantas termelétricas com as seguintes turbi- nas: ciclo Brayton com turbinas industriais modelo 1x0 7F.05, ciclo Brayton com turbina aeroderivativa modelo LMS100 e ciclo combinado com turbina a gás modelo 1x1 7F.05. As características das usinas termelétricas consideradas são apresentadas na Tabela 6.1.
Tabela 6.1: Características das usinas termelétricas UTGN Ciclo Simples UTGN Ciclo Simples Aeroderiv. UTGN Ciclo Combinado Potência (MW) 241 112 376
Fator de capacid. máximo (FCmáx) (%) 100 100 100
Indisp. forçada (TEIF) (%) 2 2 2
Indisp. Programada (IP) (%) 2,5 2,5 2,5
Perdas (%) 2 2 2
Disponibilidade (MWmédio) 224,51 104,88 352,08
In exibilidade (%) 50 50 50
In exibilidade (MWmédio) 112,26 52,44 176,04
E ciência ISO da UTGN (%) 39,8 44,1 60,7
O&M Fixo (US$/kW/ano) 6,40 6,50 8,10
O&M Variável (US$/MWh) 23,00 10,10 2,50
Preço do GN CVU (US$/MMBtu) 8,00 8,00 8,00
Investimento (US$/kW) 570 880 1.405
Prazo contratual (anos) 25 25 25
Taxa de depreciação (%) 4 4 4
Capital próprio investido (%) 30 30 30
TIR (%) 12 12 12
Financiamento (%) 70 70 70
Taxa de juros do nanc. (%) 8 8 8
Período de pgmto. do nanc. (anos) 25 25 25
Construção (meses) 24 24 36
Carência do nanciamento (anos) 1 1 2
Taxa de câmbio (R$/US$) 3,2954 3,2954 3,2954
Impostos (%) 25 25 25
Deduções por encargo (%) 3,5 3,5 3,5
Energia destinada ao ACR (%) 70 70 70
Energia destinada ao ACL (%) 30 30 30
Receita xa (Milhões de R$/ano) 420 415 1.250
Preço do GN (US$/MMBtu) 8 8 8
Fonte: Elaboração própria
A potência, o heat rate, a e ciência, o O&M xo e variável e os custos de investimento da termelétrica de ciclo Brayton com turbina industrial e de ciclo combinado foram encontrados na cha informativa da GEPower (2017a) e da termelétrica de ciclo Brayton com turbina aeroderivativa na cha informativa da GEPower (2017b). Os valores de fator de capacidade, de Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada (TEIF) e de Indisponibilidade Programada (IP) foram determinados tomando como referência valores reais das termelétricas encontrados no EPE (2016b). Foram assumidas, ainda, perdas adicionais no valor de 2% em todas as usinas e in exibilidade de 50%.
A taxa de depreciação de 4% foi obtida de ANEEL (2016). Foi estimado um prazo contratual de 25 anos e o número de meses de construção foi encontrado no EPE (2016a). Foi estabelecido um valor de Taxa Interna de Retorno (TIR) de 12%, que 70% do investimento seria nanciado e os restantes 30% seriam de capital próprio. Foi determinada uma taxa de juros de nanciamento de 8%, carência do nanciamento de 1 ano para as usinas de CS e CSA e de 2 anos para a usina de CC, taxa de imposto de 25%
sobre o lucro anual subtraído da depreciação anual e deduções por encargo de 3,5% sobre a receita bruta anual.
Foi estimado que 70% da energia será destinada ao ACR e 30% será destinada ao Ambiente de Contratação Livre (ACL). Assim, o empreendimento terá a opção de vender 30% da energia gerada de acordo com o valor do PLD e comprar GN conforme o preço do mercado spot. Por m, foi determinado um preço de GN de 8 US$/MMBtu e uma taxa de câmbio de 3,2954 R$/US$.
A Figura 6.1 apresenta os valores de PLD mês a mês, em R$/MWh, de cada submercado entre janeiro de 2004 e setembro de 2017. Como pode ser observado na Figura, no ano de 2014 o PLD teve um grande salto, chegando ao valor de R$804,54 nos submercados nordeste e norte em novembro de 2014, e ao valor de R$822,83 nos submercados sudeste/centro-oeste e sul nos meses de fevereiro, março e abril de 2014. Embora depois de 2014 os valores não tenham chegado a um patamar tão elevado, a média do PLD entre os anos de 2014 a 2017 foi de cerca de R$336,30, enquanto entre os anos de 2004 a 2014 foi de cerca de R$90,12.
Figura 6.1: PLD por submercado em R$/MWh Fonte: CCEE (2017b)
A Figura 6.2 mostra os valores mês a mês do preço spot Henry Hub do GN, do preço spot do GNL, do GN importado da Bolívia, do GN russo na fronteira da Alemanha, do National Balacing Point (NBP), que é o preço do GN no Reino Unido, e do preço do GN nacional na nova política modalidade rme, todos em US$/MMBtu.
Figura 6.2: Histórico de preço do GN em US$/MMBtu Fonte: MME (2017a)
Como é possível observar na Figura 6.2 o preço do GN no Brasil de 2011 para 2017 diminuiu quase para a metade. E o preço do GNL spot, embora tenha tido um pico em novembro de 2016, parece também ter reduzido de 2011 para 2017. A Figura 6.3 apresenta uma previsão dos preços de GNL em US$/MMBtu no Brasil entre os anos de 2016 a 2026. A Figura 6.4 apresenta o valor médio do câmbio do dólar de 2004 até 2017 e uma projeção do valor do dólar de novembro de 2017 até setembro de 2019.
Figura 6.3: Projeção do preço de GN em US$/MMBtu Fonte: EPE (2017b)
Figura 6.4: Valor médio do câmbio
Fonte: Elaboração própria com dados de AC (2017) e EFA (2017)
Com base nos valores dispostos nos grá cos das Figuras 6.1, 6.2, 6.3 e 6.4 o empreendedor da usina termelétrica pode decidir se os 30% de energia disponíveis para serem vendidos no ACL é economicamente atrativo. Como a análise econômica da venda de energia ACL foge do escopo deste trabalho, a mesma não é abordada de maneira mais aprofundada.
Como já foi mencionado anteriormente, o principal objetivo desta seção é ela- borar curvas de triagem para comparar as diferentes tecnologias de geração termelétrica a gás natural. Para elaborar as curvas de triagem são necessários os seguintes dados: heat rate (Btu/kWh), investimento (US$/kW), O&M xo (US$/kW/ano), O&M variável (US$/MWh), preço de GN (US$/MMBtu), número de horas considerado na análise, taxa de câmbio (R$/US$), TIR (%) e número de anos para o pagamento do investimento. Os valores destes dados são apresentados na Tabela 6.1.
A curva de triagem é composta de uma parcela de custo xo e uma de custo variável, onde o custo xo é composto do valor de investimento em US$/kW/ano e do valor de O&M xo em US$/kW/ano e o custo variável é composto do custo de GN em US$/kW e do valor de O&M variável em US$/kW. Para encontrar os valores nestas medidas foram feitos os cálculos apresentados nas equações a seguir.
Invest.anual(US$/kW/ano) = Invest.(US$/kW) ×
i × (1 + i)n
(1 + i)n− 1 (6.1)
CF IXOtotal = Invest.anual(US$/kW/ano) + O&Mf ixo(US$/kW/ano) (6.2)
onde CF IXOtotal é o custo xo total em US$/kW/ano.
CustoGN(US$/kW)(F C = 1) = heat rate(Btu/kWh) × P reoGN(US$/MMBtu) × h (6.3)
onde F C é o fator de capacidade e h é 8.760 horas, o número de horas quando o fator de capacidade é igual a um.
CustoO&M varivel(US$/kW)(F C = 1) =
O&Mvarivel(US$/MWh)
103 × h (6.4)
CV ARF C=1 = CustoGN F C=1+ CustoO&M varive; F C=1 (6.5)
onde CV ARF C=1 é o custo variável quando o fator de capacidade é igual a um e, neste
caso, onde o número de horas é 8.760, é dado em US$/kW/ano.
Considerando a taxa de câmbio de 3,2954 apresentada na Tabela 6.1, os custos xos das três tecnologias de geração termelétrica a GN são apresentados na Tabela 6.2 e os custos variáveis para fator de capacidade igual a um são apresentados na Tabela 6.3.
Tabela 6.2: Custo Fixo
Tecnologia CS CSA CC
Invest. (R$/kW/ano) 239,49 369,74 590,33 O&M xo (R$/kW/ano) 21,09 21,42 26,69
CFIXO 260,58 391,16 617,02
Fonte: Elaboração própria
Tabela 6.3: Custo Variável para FC=1
Tecnologia CS CSA CC
GN (R$/kW/ano) 1979,17 1788,18 1307,13 O&M variável (R$/kW/ano) 663,96 259,81 72,17
CVAR 2643,13 2047,99 1379,30
De posse dos valores apresentados nas Tabelas 6.2 e 6.3 é possível traçar as curvas de triagem para as três tecnologias, como é mostrado na Figura 6.5
Figura 6.5: Curvas de triagem para o preço de GN de 8 US$/MMBtu Fonte: Elaboração própria
Analisando as curvas de triagem da Figura 6.5, a tecnologia CS vai ser a mais econômica para 0 < F C < 0, 22, a tecnologia CSA vai ser a mais econômica 0, 22 < F C < 0, 338e a tecnologia CC vai ser a mais econômica para 0, 338 < F C < 1. Se for analisado apenas o uxo de caixa elaborado para cada uma das tecnologias, a mais econômica é a usina CC, seguido da usina CSA e, por m, a usina CS. O custo de geração de energia em cada usina vai depender do quanto de energia será gerada em cada uma. Quanto maior for o FC, menor será o custo de geração.
Se forem observadas as medidas das características das usinas na Tabela 6.1 é possível notar que o preço do gás natural é peça fundamental na formação dos custos da termelétrica. Por este motivo, foi feita uma sensibilidade no preço do gás natural para observar como as curvas de triagem seriam alteradas.
Se o preço do GN passa a ser de 6 US$/MMBtu, como mostra a Figura 6.6, a tecnologia CS passa a ser mais econômica para F C < 0, 24, a CSA passa a ser mais econômica para 0, 24 < F C < 0, 412 e a CC passa a ser mais econômica para F C > 0, 412. No entanto, se o preço do GN passa a ser de 10 US$/MMBtu, como mostra a Figura 6.7, a tecnologia CS passa a ser mais econômica para F C < 0, 204, a CSA passa a ser mais econômica para 0, 204 < F C < 0, 286 e a CC passa a ser mais econômica para F C > 0, 286.
Figura 6.6: Curvas de triagem para o preço de GN de 6 US$/MMBtu Fonte: Elaboração própria
Figura 6.7: Curvas de triagem para o preço de GN de 10 US$/MMBtu Fonte: Elaboração própria
Observando as Figuras 6.5, 6.6 e 6.7 é possível ver que mais do que apenas alterar as faixas onde cada tecnologia será a mais econômica, o preço do GN tem bastante impacto no custo da geração elétrica. Vale ainda ressaltar que estes valores podem mudar para outros modelos de termelétrica, pois cada uma terá características diferentes.
Considerando o caso base apresentado na Figura 6.5 e a curva de duração de carga apresentada na gura 1.4 presente na seção 1.1, a melhor opção seria que os
produtos do leilão sejam blocos de 1.500 horas, 2.500 horas e 6.000 horas de venda de energia elétrica por ano, como é apresentado na Figura 6.8.
Figura 6.8: Produtos do leilão de termelétrica a GN
Como é possível notar na Figura 6.8 a curva de duração de carga não é com- pletamente preenchida com os blocos de produtos do leilão. Isto foi feito para permitir que haja a possibilidade de negociar esses espaços por instrumentos de comercialização mais exíveis.